特高压交直流电网背景下新能源无功支撑能力分析

2024年2月19日发(作者：)

032河南电力2020年增刊特高压交直流电网背景下新能源无功支撑能力分析112付红军，陈惠粉，李海波，雷22一，彭凌波郑州450000；2．清华四川能源互联网研究院，四川成都610213）（1．国网河南省电力公司，河南摘要：特高压直流接入的受端电网同步机被替代将导致动态无功源不足，随着大量新能源的接入，动态无功源进一SVG等动态无功补偿设备成本较高，由于调相机、亟需挖掘新能源机组的无功调节潜力。本文首先分析了特步减少，高压直流闭锁带来的受端电网电压变化机理，分别建立了双馈风机、直驱风机和光伏等多类型新能源机组的无功调节极限模型，基于潮流分析方程提出了特高压直流逆变侧母线的电压－无功灵敏度计算方法。最后基于改进的IEEE14节点系统，模拟了特高压闭锁后受端电网电压变化的过程，以控制逆变站母线电压为目标，从场站位置、类型、无功控制策略和有功出力等多个角度分析了特高压交直流电网的新能源无功支撑能力。关键词：特高压交直流电网；新能源；无功调节能力；无功电压灵敏度；无功控制策略中图分类号：TM714．3文献标识码：B文章编号：411441（2020）02－0032－09DOI:10.19755/.2020.s2.0120引言我国能源资源分布与用电负荷呈现逆向分布特来，造成无功源的大量浪费。已经有学者提出在新能源无功电压优化或控制11］策略中考虑新能源机组的无功调节能力。文献［将双馈机组无功调节范围表示为有功出力的函数，在海上风电场无功优化中考虑双馈机组的无功调节能12－13］力。文献［研究了双馈风机的无功功率计算模型，分别从场站和集群角度提出了风电场无功分配14］策略。文献［则研究了双馈风机降低有功出力、提升无功出力极限的可行性，提出了基于无功缺额的有15］功功率最优附加控制策略。文献［基于双馈风机的无功调节能力，建立了风电场分布式动态无功支撑系统及其控制策略，挖掘了双馈风机的无功调节能力，研究表明双馈风机具有与SVG类似的无功响应16］能力。文献［基于双馈风机无功调节特性，建立了配电网有功与无功的联合优化模型，研究表明利用风机的无功调节能力可以显著减少额外无功设备的投资成本。根据现有文献，针对双馈风机等新能源场站无功调节能力已经有了大量研究，各类型新能源场站的无功调节极限的分析方法亦较为成熟，部分学者在传统的新能源无功优化及控制策略中引入了机组的无功调节能力模型，拓宽了无功优化和控制策略研究中的无功源种类。然而目前缺乏针对特高压交直流电网背景下的集群多类型新能源无功电压支撑能力分析，实际中，若直流受端电网存在新能源场站，则可考虑UltraHighVoltageDirect点，特高压直流（UHVDC，Current）输电成为解决能源需求分布不均衡的重要解决方案之一［1］。UHVDC接入受端电网后会替代一部分同步机，导致系统的动态无功源减少。同时，当UHVDC因故障或换相失败导致闭锁后，受端电网电压则会出现波动和下降，系统此时需要大量的无功源进行电压支撑。为解决该问题，一般采用动态无功补SVG等动态无功设备偿装置，如调相机、［2］，但这类设备造价较贵，如果大规模配置将带来高昂的投资。随着新能源的快速发展，特高压受端地区往往接入了大量新能源，进一步降低了运行同步机和动态无功源的数量。一般新能源电站配置一定数量的动态无功补偿设备，以控制并网点电压或功率因数为目标［3］，并不会向电网发送过多无功功率进行电压支撑。实际中，无论是双馈风场、直驱风电场还是光伏电站，在不同有功出力范围下均具备一定无功调节能力。部分学者分别针对双馈风机和光伏电站［10］［4－7］［8－9］、直驱风机的无功调节极限开展了研究，结果表明，无功功率极限与有功出力呈现负相关，即有功出力越大（小），无功调节极限越小（大）。如果按照传统定功率因数控制策略，在低出力场景下新能源场站的无功调节范围很小，有大量的无功潜力没有发挥出男，教授级高级工程师，研究方向为电力系统运行控制与新能源并网。作者简介：付红军（1968－），

2020年增刊付红军，等：特高压交直流电网背景下新能源无功支撑能力分析033利用其无功裕度配合无功补偿装置，在正常运行或直流闭锁后支撑受端电压。为了研究新能源场站对特高压交直流电网的电压支撑能力，本文选取无功－电压灵敏度指标来表征直流受端电网的电压支撑能力［17］，首先对UHVDC闭锁过程进行分析和仿真验证，其次分别建立了双馈风电场、直驱风电场和光伏电站的无功调节极限模型，并提出电压－无功灵敏度的计算方法，最后基于改进的IEEE14节点系统，模拟UHVDC闭锁对受端电网电压的影响，从多个角度分析了新能源无功调节能力对受端电网电压的支撑效果。1特高压直流闭锁对受端电网电压的影响1．1直流闭锁的成因分析以图1所示的UHVDC输电系统为例，当受端电网逆变站附近发生故障，换相电压降低而触发角β短时间内不会改变，根据换相齿面积不变原则，电压降低会导致换相时间和换相角μ增大。由γ=β－μ，熄弧角γ相应减小。当其减小至γ＜γmin时，逆变站由于熄弧角过小，导致换相失败。一般来说，连续两次换相失败会触发断路器，从而导致直流闭锁［18］。图1特高压直流输电系统1．2直流闭锁的三个阶段根据实际工程数据分析可知，UHVDC直流闭锁暂态过程一般分为如下三个阶段：阶段一：闭锁前，送端交流系统通过UHVDC向受端交流系统传输功率，受端逆变站交流母线电压稳定在一个值，上下小范围内波动。阶段二：换相失败后直流电流上升，为了抑制直流侧电流，整流侧触发角增大，进而无功功率消耗增加。闭锁100ms内，逆变侧直流电压和功率均降为零，即逆变器的无功消耗为零，但滤波器和无功补偿装置没有立即切除，导致受端交流系统出现过电压。阶段三：闭锁100ms后，滤波器和无功补偿装置切除，受端母线仅连接电网内负载。功率由送端电网流向受端电网，根据公式（1）～（2）可分析受端电网的电压变化。ΔU=PＲ+QXPX－QＲU=j（1）2U2U2=U1+ΔU（2）因此受端母线在闭锁100ms后的电压小于阶段一电压。基于Matlab/Simulink自带的UHVDC输电模型，对直流闭锁的三个阶段进行暂态模拟，得到受端母线三相电压幅值的暂态变化过程，如图2所示。设直流系统在0.6s发生闭锁，在100ms后，即0.7s时切除无功补偿装置和滤波器。可以观察到阶段一电压幅约为1.019p．u，阶段二约为1.045p．u。阶段三约为0.99p．u，该过程与理论分析吻合。图2直流闭锁的三个阶段2各类型新能源场站的无功调节能力2．1双馈风电机的无功调节能力双馈风电机的功率关系如图3所示。PM为风机输入的机械功率；Ps和Qs和为双馈风电机DFIG定子侧的功率；Pc和Qc为DFIG网侧变换器的功率；Pr和Qr分别为转子侧变换器的功率；Pg和Qg为DFIG发出图3双馈风机模型

034河南电力2020年增刊的功率。忽略系统机械损耗和换流器对功率的消耗，则有Pg=PM。PM由如下经验公式求得：P5ρπＲ2C（λ，β）υ3M=0.p≈0.593×12ρυ3S（3）定转子之间的功率关系如式（4）～（6）所示：Qg=Qs－Qc（4）Ps=PM/（1－s）（5）Pc=sPM/（1－s）（6）式中，s为转差率。在风速恒定时，可以确定PM和Pg的值。Qc的范围受网侧变换器容量限制，而Qg受定子侧电压、异步电机感抗和转子最大电流的限制。设网侧变换器额定容量为Sw，转子侧额定电流为Ir，它们的最大值一般取额定值的150%，则二者功率极限可表示为：{2P2+(Q3U2sSs+2Xrmaxs)2≤(3Xm2XUsIs)（7）P2c+Q2c≤S2wmax根据式（7），用Pg来代替变量Ps和Pc，得到DFIG的无功调节范围，如式（8）所示。2Q3U22g_min=－s+sPg2X槡Swmaxs(1－s)22－3gsrmax槡(Xm2XUIs)－(P1－s)（8）22Qs2gg_max=－3Uwmax2Xs槡S+(sP1－s)22mg－srmaxs实际运行中槡(3X2XUI)－(P1－s)，双馈风机的转速与其有功功率Pg有关。以2MW双馈风机参数为例进行分析，额定转速、最小转速和最大转速分别为1520rad/s、1050rad/s、1960rad/s。当P1=480MW、P2=1440MW以及P3=1600MW时，风机转速与其有功功率的关系曲线ω－Pg如图4所示。将转差率代入式（8），计算得到双馈风机的无功调节极限随有功出力Pg变化的曲线，如图5所示。可以看出，双馈风机的无功调节能力随所发有功的增加而降低，即减小有功输出可增大无功调节范围。风机定子侧电压越高，它的无功调节极限越大。根据计算，网侧换流器容量、转子最大电流、电机的励磁电抗和定子电抗以及转差率均对风电场的无功补图4转速与功率的关系图52MW双馈风机的无功调节容量偿能力有影响。在Pg=1600MW，即P3时，无功极值随有功的变化趋势会有一个明显拐点，这是因为转差率s计算方式发生改变。经仿真验证发现，P3越接近P2，无功极值曲线越平滑。调整P3可以保证无功极限变化的单调性。2．2直驱风电机的无功调节能力直驱风电机的并网模型如图6所示。图6直驱风电机模型设逆变器的额定容量为Sw，则发出的有功功率与无功功率受到最大视在功率容量限制：P22g+Qg≤S2w（9）其中Pg和Qg分别为风机发出的有功和无功功率。

2020年增刊付红军，等：特高压交直流电网背景下新能源无功支撑能力分析035实际中直驱风机的无功容量还与AVC策略有关。实际中，控制端指定功率因数不超过一定范围，如cosφ∈［－0.95，0.95］，则有：Qg≤Pg×槡1cos2φ－1（10）综合式（9）和式（10），得到直驱风电机无功调节容量随Pg的变化如图7（a）所示，扇形阴影的张角为2φ，Pg和Qg的取值均在该扇形范围内。由于本文需要探究新能源场站对电压的最大无功支撑能力，故不考虑场站AVC控制策略的功率因数限制，得到如图7（b）所示半圆。（a）考虑功率因数（b）不考虑功率因数图7直驱风机的无功调节容量2．3光伏发电的无功调节能力光伏电站的并网模型如图8所示。图8光伏发电并网模型将逆变器电流分解为id和iq，d轴与接入点电压矢量同向，q轴超前d轴90°，则光伏注入电网的功率为：{Pg=32Upccid（11）Q3g=2Upcciq光伏发电的无功调节容量受三大因素限制。（1）逆变器最大电流，即逆变器最大容量设逆变器最大电流为Irmax，它是其额定电流的150%，由式（11），逆变器最大容量以及它对Qg的限制如下：S29gmax=4U2pccI2rmax（12）{Qg≤槡94U22pccIrmax－P2g9（13）Q22g≥－4UpccIrmax－P2g（2）槡电压调制比m考虑到逆变器输出端到并网端存在LCL滤波器，如图9所示。图9LCL滤波器将逆变器端口电压分解为ud．inv和uq．inv，则有{ud．inv=Upcc（1－ω2L1Cf）－ω（L1+L2－ω2L1L2Cf）iquq．inv=ω（L1+L2－ω2L1L2cf）id（14）其中Cf非常小，在计算中忽略，将L1、L2合并简化为L=L1+L2，改写式（14），得到：{ud．inv=Upcc－ωLiqu15）q．inv=ωLi（d电压调制比m的表达式如下：{m=2Uu22d．inv+Uq．dc槡inv（16）m≤1

036河南电力2020年增刊因为m最大不超过1，有：u221d．inv+uq．inv≤4Udc（17）将式（14）代入式（17），并将id和iq用式（11）替换，最后得到Qg关于Pg的不等式组：23U2Q3Upcc2pccg≤槡(4ωLUdc)－P－2ωL（18）Q－3U2pcc4ωLU23U2pccg≥dc－P－2ωL（3）槡()功率因数控制与直驱风电机同理，光伏发电的功率因数受AVC控制，一般情况下满足cosφ∈［－0.95，0.95］，Pg和Qg的关系如式10所示，但在这里不计入考虑。综合以上因素，得到Qg极值的求取方法：Q922gmax=min(槡UpccIrmax－P2g，42槡(3Upcc)34ωLUP2U2pccdc－g－2ωL)Q(（19）槡2gmin=max－9UI2max－P24pccrg，－槡(3U2pcc4ωLU)23U2pccdc－P－2ωL)给定滤波器参数L=0.125mH，逆变器容1MVA，并网电压270V。由式（18）可知Qg取值范围与Udc有关，Udc越大该限制条件下Qg范围约大。分别取Udc=720V、Udc=690V、Udc=580V，对应Qg取值范围如图10所示。图101MW光伏的无功调节容量不考虑功率因数的限制，当Udc=720V时，Qg范围完全符合逆变器最大容量限制条件，此时它的调节范围达到最大。当Pgmax=1p．u，最多能发出的Qg不超过0.42p．u。对于任意Udc，最多能吸收的Qg始终完全符合逆变器最大容量限制。为了保证Qg无功调节能力最大，该工况下Udc不小于698V。3新能源场站对特高压直流逆变侧母线的无功电压支撑能力为了量化新能源场站对受端母线的无功支撑能力，引入无功电压灵敏度ΔV/ΔQ。在无功调节范围内改变各场站所发无功，利用牛顿－拉普森迭代法对不同情况下的母线电压进行求解，根据潮流计算方程得到除平衡节点外各母线关于V和θ的隐式方程：{Pk（θ2，…，θN，V2，…，VN）=0Qk（θ2，…，θN，V（20）2，…，VN）=0假设Bus1为平衡节点，有雅克比矩阵：P2…P2P2θ2θNV…P22VNPN…PNPNJ=θ2θNV…PN2VNQ2…Q2Q2Q（21）2θ2θNV…2VNQN…QNQNQNθ2θNV…2VN迭代方程为：θn+1θn22Pn2θn+1nNθNn－1PnVn+1=n－（J）（22）N2V2Qn2Vn+1NVnNQnN将迭代后的V和θ代回隐式方程，当结果在允许误差范围内则找到新状态下的解。各场站的无功电压支撑能力受电网的拓扑结构和AVC控制策略影响。目前采用的无功分配方式是按场站容量比例分配，由于存在一些容量较大但对受端母线无功电压支撑能力弱的场站，该方案可能会使整体的无功电压调节能力偏弱，或需要增发较多的无

2020年增刊付红军，等：特高压交直流电网背景下新能源无功支撑能力分析037功才能提升电压至目标水平。为此，提出按各场站的灵敏度优先级增发无功的分配方式，具体流程如图11。图11基于灵敏度优先级的无功控制策略流程图已知线路与器件参数，可以通过循环潮流计算得到电压灵敏度与所发无功的关系曲线，如图12所示，图12无功与电压灵敏度度的关系ΔVΔQ恒大于零，Qg＜0代表向系统吸收无功。拟合曲线则有各场站实时Qg对应无功电压灵敏度的计算方程。由于无功电压灵敏度随Qg增大而减小，故需要设置小步长精化计算。4算例分析4．1算例系统介绍基于IEEE14节点模型等效受端电网，分析不同位置的新能源场站对直流逆变侧母线的无功电压支撑能力，系统拓扑结构如图13所示。图13IEEE14节点模型Bus1为逆变侧母线，选择Bus2为平衡节点，Bus6为PV节点，其余均为PQ节点，并令Pload=1000MV，直流侧注入受端电网1000MW有功，并根据PSASP计算，吸收约650MW无功。在Bus1、Bus5和Bus10上加入新能源场站，它们距受端母线的距离由近到远，各场站均由三种不用类型的新能源发电站构成，总容量150MW，其中双馈风机场站60MW，直驱风机场站60MW，光伏发电站30MW。给定风速10m/s，单个双馈风机和直驱风机的有功约为770kW，设光伏此时的有功为700kW，新能源场站在正常工况下均不发出无功，即Qg=0。此时受端母线Bus1的电压为V阶段一=1.0045p．u。当直流闭锁发生，受端电压经过波动最终下降到V阶段三=0.9635p．u。4．2场站位置和类型对无功电压支撑能力的影响为了更有效地分配无功，对不同位置场站的无功电压支撑能力进行计算，如图14（a）、（b）、（c）所示，

038河南电力2020年增刊Qg的正负分别代表发出和吸收无功。任意位置、所有类型的场站都有电压支撑能力随Qg增大而减小的现象，并发现各场站对受端母线电压均有提升作用，且场站离受端母线越近，对它的无功电压支撑能力越强。场站1因为直接与受端母线相连，它的无功电压支撑能力明显高于场站2、3。将场站1分解为双馈风电场、直驱风电场和光伏电站，得到它们的无功电压支撑能力如图14（d）、（e）、（f）所示。双馈风电场的无功调节范围最大，但受异步电机损耗无功影响而整体向负方向偏移。直驱风电场和光伏电站的无功调节范围对称，且在有功输出相同的情况下，受单个发电机的容量和变电器参数影响，对应数学模型发现直驱风电场电站的无功调节范围更大。图14不同场站的无功电压支撑能力4．3无功控制策略对无功电压支撑能力的影响基于上文提出按无功电压支撑能力分配无功的策略，对需增发无功Qg在各新能源场站间进行分配，使直流闭锁后的受端母线电压提升至要求的电压水平范围内。将这一策略与传统按场站容量比例分配的策略进行对比，为使场站容量有明显区别，场站1拆分成三种类型的新能源发电站。在Qg范围内，得到新增无功与受端母线电压的变化关系，如图15所示。本文提出的方案优先使用了场站一的无功容量，且由图14可知，场站一在任何初始无功下的无功电压支撑能力均高于另外两个场站，故优先级变化仅在内部进行。当其无功容量耗尽后，场站2、3投入使用。图15控制策略对比各新能源场站向网发出无功以提升受端母线电压至0.97p．u及以上，采用按灵敏度优先级分配策略，则场站总增发无功约为Qg=0.4p．u；而采用传统策略则场站总增发无功约为Qg=1.5p．u。按灵敏度优先级分配的策略能最大程度利用增发无功达到提升目标电压的目的。4．4调节场站有功输出，提升可增发无功容量受场站总无功调节范围影响，若要使受端母线电压完全恢复到闭锁前水平，则该工况下新能源场站总无功容量不足。上文构建的三种场站的数学模型均存在无功调节范围随有功输出减小而增大的特点，且存在无功电压支撑能力随无功输出降低而升高的关系，因此当系统最大增发无功量不足以抬升电压至目标水平时，可以优先降低无功电压支撑能力高的场站的有功输出。对应该算例，优先降低场站一的有功，由于其中三种类型的新能源发电站无功灵敏度相差很小，则均按照比例对ΔPg进行分配，得到0%、50%和100%有功输出下增发无功和电压间的关系，并对两种控制策略进行对比，如图16所示，在任意工况下按灵敏度优先级分配的方式均优于传统分配方式，且随有功减小场站

2020年增刊付红军，等：特高压交直流电网背景下新能源无功支撑能力分析039总无功容量增加，对应ΔV也越大。图16有功输出对控制策略的影响已知该算例下闭锁后阶段三电压为0.9635p．u，不同电压水平要求得到表1。表1有功输出对无功电压支撑能力的影响有功输出目标电压0.97p．u目标电压0.98p．u100%PgQg=0.36p．uΔV=0.0065p．uQg=1.87p．uΔV=0.0114p．u50%PgQg=0.36p．uΔV=0.0065p．uQg=0.95p．uΔV=0.0175p．u0%PgQg=0.36p．uΔV=0.0065p．uQg=0.95p．uΔV=0.0175p．u当系统总无功容量不足以抬升电压至目标水平时，降低有功输出不仅可以提高无功容量，还可以增强总的无功电压支撑能力。算例系统不能恢复受端母线电压至闭锁前水平，这是由于新能源集群规模小、场站2和场站3对其无功电压支撑能力弱。通过增大集群规模、合理安排场站位置，利用新能源场站的无功调节能力能使闭锁后阶段三电压恢复到正常运行水平。5结论特高压直流接入的受端电网同步机被替代将导致动态无功源不足，随着大量新能源的接入，动态无功源进一步降低，传统调相机、SVG等动态无功补偿设备成本较高，亟需挖掘新能源机组的无功调节潜力。本文主要研究了各类型新能源场站无功调节极限与其有功出力的关系模型，在特高压交直流电网直流闭锁情况下，研究了集群新能源对电压的支撑作用，主要结论如下：（1）新能源场站对逆变站母线的无功电压支撑效果与其接入位置、新能源类型有关。不同接入点的场站对受端母线电压均有提升作用，场站离受端母线越近，对它的无功电压支撑能力越强；（2）不同的无功控制策略对新能源电压无功支撑效果具有较大影响，同样电压控制目标下，采用不同无功控制策略所需的新能源无功调节量也不相同；（3）新能源场站无功调节能力不足时，可通过适当降低有功出力，提高其无功出力极限，进而满足电压调节目标。本文研究工作仅从稳态潮流分析角度研究了多类型新能源场站对特高压交直流电网的电压支撑效果，进一步研究方向是从控制策略角度，提出适合特高压交直流电网的新能源无功协调控制策略，并开展暂态仿真验证。参考文献1］周孝信，鲁宗相，刘应梅，等．中国未来电网的发展模式和关键技术［J］．中国电机工程学报，2014，34（29）∶4999－5008．2］金一丁，于钊，李明节，等．新一代调相机与电力电子无功补偿装置在特高压交直流电网中应用的比较［J］．电网技术，2018，042（007）∶2095－2102．3］陈惠粉，乔颖，鲁宗相，等．风电场群的无功电压协调控制策略［J］．电力系统自动化，2010，34（18）∶78－83．4］申洪，王伟胜，戴慧珠．变速恒频风力发电机组的无功功率极限［J］．电网技术，2003（11）∶60－63．5］严干贵，王茂春，穆钢，等．双馈异步风力发电机组联网运行建模及其无功静态调节能力研究［J］．电工技术学报，2008，23（7）∶98－104．6］刘其辉，王志明．双馈式变速恒频风力发电机的无功功率机制及特性研究［J］．中国电机工程学报，2011，31（3）∶82－89．7］鲍海波，韦化，郭小璇．考虑双馈异步风电机组无功极限的静态电压稳定概率评估［J］．电力自动化设备，2016，36（11）∶87－93．8］艾斯卡尔，朱永利，乔元．直驱风电机组无功功率调节性能概述［J］．风能，2013，（06）∶82－85．9］樊壮，陈卫，钟柯，江浪．基于直驱风机风电场的无功综合调配策略研究［J］．电气技术，2017（04）∶22－26+43．10］于洋，黄亚峰，严干贵，等．光伏电站内的逆变器无功调节能力分析与控制策略研究［J］．电测与仪表，2014，51（13）∶70－75．11］符杨，潘翔龙，黄玲玲．考虑双馈机组无功调节能力的海［［［［［［［［［［［

040河南电力2020年增刊J］．电力系统保护与控制，2016，44（24）∶态无功支撑系统［140－147．J］．电网技术，2014，38（08）∶2168－上风电场无功优化［2173．［12］郎永强，张学广，徐殿国，等．双馈电机风电场无功功率分J］．中国电机工程学报，2007，（09）∶77－析及控制策略［82．［13］杨硕，王伟胜，刘纯，等．双馈风电场无功电压协调控制策J］．电力系统自动化，2013，37（12）∶1－6．略［［14］王松，李庚银，周明．双馈风力发电机组无功调节机理及．中国电机工程学报，2014，34（16）∶无功控制策略［J］2714－2720．［15］黄弘扬，王波，黄晓明，等．基于双馈风电机组的分布式动［16］黄松柏．考虑风电机无功调节能力的配电网有功/无功联J］．电力自动化设备，2017，37（02）∶44－49．合调度［［17］夏成军，王真，华夏，等．基于电压灵敏度的受端系统电压J］．电网技术，2018，42（09）∶2938－支撑强度评价指标［2949．［18］朱建峰．高压直流输电换相失败原因分析及其仿真研究［D］．华北电力大学（河北），2008．收稿日期：2020－06－25檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾（上接第6页）33．1原因分析4．4石洞口燃机：全厂3台机组。3台机组汽轮机盘车均无法程序停运，盘车转速降低至0.1～0.2Hz间，不再降低，人为外力干预将转速降为零。证明汽轮机盘车进油电磁阀组经过以上试验，正常（石洞口燃机、临港燃机也同时试验证明）。3．2汽轮机盘车程序停运后，由于对盘车装置的保护，仍有少量油进入盘车装置中，即盘车自动停运后，盘车装置仍有一定量的动力。3．33．4轴系状态良好，各轴瓦顶起高度合适，无金属摩擦，轴系阻力较小。5结论几乎所有汽轮经与以上燃机电厂专工联系讨论，：“停不机盘车均出现不正常的情况，而且意见一致为“停得快”、“启不动”情况要好得多，因为至少下”比证明轴系没有问题。其它燃气电厂的做法是：①对#7瓦转子非加工面处施加外力停运（临港）；②对#7瓦转子非加工面处施加外力停运（郑州燃机）；③临时关小#7瓦顶轴油供油压力（石洞口、临港）。建议：（1）建议仍然采取#7瓦转子非加工面处施加外力停运，由运行正常操作。（2）不建议增加供油截止阀，易误操作，有较大风险，且由于汽轮机盘车不能正常停运原因为3种综合原因，单一限制电磁阀进油并不能解决问题。（3）不建议临时调整顶轴油供油压力的方式，因为轴系阻力小恰恰是良好现象，单纯调整顶轴油压力，可能造成每次压力恢复后，各瓦顶起高度无法恢复原状态，具有破坏各瓦良好顶起高度、增大轴系阻力风险，而且风险极大。参考文献［1］．电蓝天来，马德海．汽轮机液压盘车故障分析及处理［J］2018，（22）∶119－120．工技术，［2］J］．科技创新与应梁景昌．汽轮机盘车装置的应用与分析［2017，（3）∶127－127．用，顶轴油有一定的顶偏作用：曾经出现过顶轴油启动后，汽轮机转速随之启动，即顶轴油的顶偏作用也能够为轴系提供旋转动力。在关小#7瓦顶轴油供油压力后，汽轮机转速能够到零。3．5盘车程序不能停运发生在各个状态下，如长期停运，冷态盘车时，所以可以排除轴封漏汽、凝汽器负压等各种因素的影响。综上，汽轮机盘车不能正常停运的原因在于：①盘车装置在停运后仍有进油；②轴系阻力小；③顶轴油顶偏。44．1全国同型号燃气电厂调查郑州燃机：全厂2台机组。2台机组汽轮机盘车无法程序停运，盘车转速降低至0.1～0.2Hz间，不再降低，人为外力干预将转速降为零。4．2中原燃机：全厂2台机组。2台机组汽轮机盘车及燃机盘车大多数情况下，无法正常程序启动，需要增加外力，轴系阻力大。4．3临港燃机：全厂4台机组。其中3台机组汽轮机盘车无法程序停运，盘车转速降低至0.1～0.2Hz间，不再降低，人为外力干预将转速降为零。收稿日期：2019－09－21